高 尚 劉長龍 陶 鵬 王錦昌

(1. 中海石油基地集團有限責任公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452；2. 西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室， 成都 610500；3. 中石化華北分公司工程技術研究院， 鄭州 450006)

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水平井縫網(wǎng)壓裂技術在鄂南地區(qū)低滲油藏中的應用

高 尚1劉長龍1陶 鵬2王錦昌3

(1. 中海石油基地集團有限責任公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452；2. 西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室， 成都 610500；3. 中石化華北分公司工程技術研究院， 鄭州 450006)

針對鄂南地區(qū)難動用致密砂巖油藏水平井分段壓裂裂縫形態(tài)復雜、直井壓后效果差、易形成水平縫等技術難點，通過施工排量、平均砂比、加砂量、前置液比例等縫網(wǎng)壓裂施工參數(shù)優(yōu)化，開展了水平井縫網(wǎng)壓裂工藝研究。涇河13井長8油層的現(xiàn)場應用表明，壓裂后均形成了縫網(wǎng)，從實踐上驗證了縫網(wǎng)壓裂施工技術的正確性。該技術的成功應用，較好地解決了低滲砂巖儲集層易形成水平縫的問題，實現(xiàn)了鄂南地區(qū)水平井縫網(wǎng)壓裂工藝的技術突破。

低滲油藏； 水平井； 縫網(wǎng)壓裂技術； 參數(shù)優(yōu)化

壓裂過程中，水平裂縫中油氣從地層到人工裂縫的滲流主要為垂向滲流。垂向滲透率偏低是造成相似地層條件下產(chǎn)能明顯低于鄰近地區(qū)的一個主要原因。如果在壓裂改造過程中形成的是水平縫，裂縫將沿著水平井段呈半圓形延伸，裂縫在水平段方向上的延伸無法控制，將在很大程度上降低水平井的壓裂改造效果[1-2]。對淺層儲集層來說，水平縫的形成是不可避免的，為了盡量減小水平縫對壓裂效果的影響，需最大程度上增加裂縫的復雜性或裂縫的體積，這就從理論上驗證了水平井縫網(wǎng)壓裂的可行性和必要性[3]。鄂南地區(qū)(富縣、彬長和旬邑 — 宜君區(qū)塊)中生界儲集層埋藏深度淺，屬典型的低孔、低滲、低壓的三低油層，壓裂是其建產(chǎn)、增產(chǎn)乃至穩(wěn)產(chǎn)的主要技術手段。壓裂后形成的裂縫形態(tài)比較復雜，而裂縫形態(tài)對壓裂改造效果有較大的影響，所以需對裂縫形態(tài)進行改造，對縫網(wǎng)壓裂參數(shù)進行優(yōu)化設計，從而改善儲集層的滲流能力。

國內(nèi)學者對水平井縫網(wǎng)壓裂參數(shù)優(yōu)化作了許多研究。邵尚奇等人[4-6]提出采用數(shù)值模擬方法研究水平井縫網(wǎng)壓裂的縫間距優(yōu)化問題，文星等人[7]研究了裂縫的條數(shù)、半長、角度和導流能力等參數(shù)，徐創(chuàng)朝等人[8]還考慮了啟動壓力梯度和井筒摩阻等參數(shù)的影響，但以上研究均局限于對裂縫本身進行優(yōu)化，未考慮縫網(wǎng)壓裂的施工參數(shù)。本次研究根據(jù)目標區(qū)塊的儲層地質(zhì)基礎并結(jié)合縫網(wǎng)壓裂理論，通過施工排量、平均砂比、加砂量、前置液比例等施工參數(shù)優(yōu)化，對涇河13井進行了設計和施工。

1 油藏地質(zhì)概況

1.1 儲集層巖性及物性特征

根據(jù)巖心、地表露頭及巖石薄片觀察、電子探針測試等分析，富縣探區(qū)延長組砂巖成分的特點是長石、巖屑含量高，石英含量相對少，砂巖類型主要為細粒的長石砂巖、巖屑長石砂巖，含有少量長石巖屑砂巖。依據(jù)富縣探區(qū)延長組長8油層儲集層1 088個樣品物性分析統(tǒng)計結(jié)果，長8油層平均孔隙度為8.9%，平均滲透率為0.3×10-3μm2?？傮w來看，富縣、彬長探區(qū)延長組長8油層屬于低孔特低滲儲集層。

1.2 孔喉特征

根據(jù)壓汞測試資料統(tǒng)計，長8段砂巖排驅(qū)壓力平均為3.3 MPa； 中值壓力平均為22.03 MPa； 所有巖石樣品最大喉道半徑平均為1.41 μm； 喉道中值半徑平均為0.13 μm； 汞飽和度平均為65.67%；退汞率平均為28.30%； 歪度平均為2.31； 喉道分選系數(shù)平均為2.35；孔喉配位數(shù)平均為0.37；孔隙半徑平均為28.09 μm。上述表明，長8段砂巖孔隙結(jié)構(gòu)整體較差，屬于微細孔喉型，局部發(fā)育小孔中喉型儲集層，孔喉連通性為一般-差。

1.3 地層壓力溫度特征

對富縣、彬長探區(qū)中生界長8儲集層油層進行了DST測試，結(jié)果表明，富縣、彬長探區(qū)長8儲集層的地溫梯度為3.04 ℃/hm，壓力系數(shù)為1.002，屬于正常的溫度、壓力系統(tǒng)。

1.4 巖石力學和地應力特征

前期采集了富縣、彬長探區(qū)長8油層部分巖樣進行了室內(nèi)巖石力學參數(shù)測試實驗(表1)，結(jié)果表明，該區(qū)儲集層楊氏模量高，巖石堅硬。巖石脆性系數(shù)高，對于巖層產(chǎn)生網(wǎng)格裂縫有很大好處，適合進行縫網(wǎng)壓裂。

表1 巖石力學測試結(jié)果(涇河13井長8油層)

注：井深1 361.4～ 1 380.1 m。

表2為聲發(fā)射凱塞爾效應試驗測試結(jié)果。埋藏深度在1 361.4～1 380.1 m時，富縣、彬長探區(qū)長8油層上覆地層應力始終小于最小水平地應力，上覆應力梯度在0.018 5～0.022 4 MPa /m，水平應力差異系數(shù)在0.050～0.077。由于水平應力差異系數(shù)是評價儲層可壓性的核心參數(shù)之一，其值小于0.300時有利于形成人工網(wǎng)格裂縫，表明探區(qū)適宜進行縫網(wǎng)壓裂。

表2 聲發(fā)射凱塞爾效應試驗測試結(jié)果

2 縫網(wǎng)壓裂設計參數(shù)優(yōu)化

2.1 施工排量優(yōu)化

由于富縣、彬長探區(qū)開始是水平縫，為了防止壓裂施工剛開始階段在高排量下地層壓開時產(chǎn)生多處破裂，形成多裂縫[9]，建議在壓裂剛開始階段采用低排量，使壓裂液緩慢進入高滲透帶，壓開地層后再提高排量，拓展裂縫。在攜砂液階段，由于水平縫裂縫面大，濾失量大，人工裂縫寬度小，過流斷面小，容易脫砂，所以盡可能提高施工排量。

水平縫縫寬Ww與排量Q的關系為：

式中：Ww—— 水平縫縫寬，mm；

ν—— 泊松比，無量綱；

Q—— 排量，m3/d；

μ—— 液體黏度，Pa·s；

R—— 水平縫半徑，mm；

G—— 巖石剪切模量，Pa。

提高施工排量，有助于提高水平縫縫寬，而壓裂施工中保持一定的縫寬是水平縫壓裂順利進行的關鍵。

對富縣、彬長探區(qū)長8油層進行施工排量優(yōu)化?；诟豢h區(qū)塊長8油層直井壓裂的裂縫延伸壓力梯度以及長8油層為垂直裂縫的特點，水平井段管柱使用114.3 mm油管，回接管柱按88.9 mm油管計算了其水平井采用裸眼封隔器+滑套壓裂的井口壓力與排量的關系，長8油層在排量3.0～5.0 m3/min的情況下，其井口壓力為19.0～31.3 MPa。考慮水平縫加砂的難度和長8油層控制裂縫垂向延伸的需要，長8油層施工排量為2.5～3.0 m3/min。

2.2 平均砂比優(yōu)化

考慮到水平裂縫主要為垂向滲流，且垂向滲透率低的特點[10]，儲集層改造以大砂量、大液量，盡量提高人工裂縫長度為目標，并考慮到水平縫縫寬小、易脫砂等實際情況，經(jīng)壓裂軟件模擬，優(yōu)化后平均砂比為24.7%。

2.3 加砂量優(yōu)化

根據(jù)前期富縣中生界直井項目的研究成果，確定水平縫的最佳經(jīng)濟裂縫半長為40～60 m，采用FracproPT壓裂軟件計算得富縣探區(qū)對應壓裂加砂量應達到30～50 m3。

富縣延長組加砂規(guī)模與水平縫長關系見圖1。

圖1 富縣延長組加砂規(guī)模與水平縫長關系圖

前置液的作用是在地層中形成一定寬度的裂縫，使混砂液順利進入裂縫，形成具有一定導流能力的支撐裂縫，提供油氣滲流的通道，前置液過多過少均會對壓裂施工造成不利影響[10-12]。前置液過多，一方面造成液體的浪費，另一方面會引起對儲集層更大的傷害，尤其對于要求高裂縫導流能力的情況[13]。理想的前置液量是指當停泵時前置液剛好濾失完，或考慮停泵后由于巖石的特性裂縫繼續(xù)延伸一段距離，當裂縫不再延伸及支撐劑停止移動時前置液剛好濾失完，此時裂縫支撐縫長等于動態(tài)縫長，達到裂縫的有效支撐，此時的前置液量是最佳的。

直井壓裂施工的前置液比例統(tǒng)計結(jié)果表明，對于淺層而言，前置液比例為22%～24%時，可以確保施工順利完成；對于水平井施工，為確保施工順利，前置液比例可適當提高至27%～30%。

3 現(xiàn)場應用及效果評價

借鑒致密砂巖裂縫性儲集層縫網(wǎng)壓裂的思路，針對富縣、彬長探區(qū)延長組天然裂縫發(fā)育，砂體厚度大、油層多、儲集層物性差，油層間存在砂泥巖夾層的儲集層特點，對涇河13井長8油層實施大規(guī)?？p網(wǎng)壓裂試驗。

3.1 涇河13井施工情況

涇河13井在1 361.4 — 1 380.1 m井段發(fā)現(xiàn)26.0 m厚的灰色、褐灰色細砂巖，砂體有效厚度為12.7 m，砂體縱向上含油層段多，油層薄，且油層間含有泥質(zhì)砂巖、砂質(zhì)泥巖夾層。錄井顯示為油跡。測井解釋顯示物性較好，測井計算孔隙度為8.6%～8.8%，平均滲透率(0.26～0.27)×10-3μm2，含油飽和度為39.4%～39.8%。目的層最好的油氣顯示在1 361.40 — 1 364.30 m和1 370.30 — 1 380.10 m 井段，平均含油飽和度在38.6%，目的層測井解釋結(jié)果分別為差油層(表3)。

由于該井長8油層基質(zhì)孔滲性低，儲集層天然裂縫發(fā)育，對該井采用大型縫網(wǎng)壓裂工藝壓裂造長縫以溝通遠端更多的天然裂縫，使遠端的物質(zhì)能量能夠快速滲流到井筒。針對彬長延長組涇河13井長8致密砂巖儲集層開展的大型縫網(wǎng)壓裂，射孔段為1 361.5 — 1 363.0、1 371.5 — 1 375.0 m井段，壓裂液采用常規(guī)瓜膠壓裂液體系，硼砂交聯(lián)，APS破膠。

表3 長8油層測井解釋數(shù)據(jù)

3.2 壓裂液配方

(1) 段塞階段的壓裂液配方。

原膠液：0.20%HPG+0.30%CX-307+0.60%AS-6黏土穩(wěn)定劑+0.10%HCHO。

pH調(diào)節(jié)劑：NaOH(0.020%～0.032%)。

要求：配液用水使用國標飲用水，保證壓裂前基液黏度不小于35 mPa·s，pH值9 — 11。

(2) 主壓裂階段的壓裂液配方。

原膠液：0.40%HPG+0.30%CX-307+0.60%AS-6+0.10%HCHO+0.30%低溫激活劑。

pH調(diào)節(jié)劑：NaOH(0.020%～0.032%)；交聯(lián)液：1.0%硼砂；交聯(lián)比：100 ∶5。

破膠劑：過硫酸銨(0.020%～0.100%)；活性水：0.60%AS-6+0.30%CX-307+清水。

支撐劑：40/60目高強度陶粒和20/40目低密度中強度石英砂整個壓裂施工過程中，前置液階段注入40/ 60目陶粒10.5 m3，攜砂液階段注入20/40目低密度中強度石英砂35 m3，最后攜砂液階段尾追加入20/40目陶粒5 m3，順利完成施工，累計泵入總液量402.27 m3，總砂量50.5 m3，破裂壓力25 MPa，停泵壓力3.5 MPa，最高壓力28 MPa，施工過程中明顯見天然裂縫響應。

3.3 施工過程分析及效果評價

(1) 前置液階段。當8%砂比的凍膠進入地層后，壓力緩慢下降，說明地層存在一定濾失、天然裂縫開啟，加砂一定規(guī)模后施工壓力緩慢爬升，10%砂比的凍膠進入地層后，施工壓力爬升迅速，表明前置液段塞對天然裂縫進行了填充、封堵，施工壓力爬升到28 MPa，考慮到安全施工的需要，降低砂比至5%，隨后施工壓力回落至18 MPa，較前次20 MPa的施工壓力下降 2 MPa，并隨砂比的提升緩慢爬升，分析認為壓裂期間產(chǎn)生了多裂縫的可能。

(2)主加砂階段。中途倒液降低排量，考慮前置段塞階段施工壓力較低，且0.2%的凍膠攜砂能力低于0.4%的凍膠，故主加砂段在排量到位后即刻從10%砂比進行加砂，為制造高導流能力的裂縫，盡量在高砂比段多加砂，提升平均砂比。整體施工較為順利，全程無異常。停泵后測壓降，發(fā)現(xiàn)壓力下降速度較快，表明儲集層濾失較大，因此，在返排時應考慮提高返排速度，降低對地層的傷害。

壓裂施工結(jié)束后, 縫網(wǎng)壓裂裂縫監(jiān)測結(jié)果見表4。監(jiān)測結(jié)果表明，壓裂后均形成了縫網(wǎng)，進一步驗證了目的區(qū)塊縫網(wǎng)壓裂施工技術的正確性。

表4 縫網(wǎng)壓裂裂縫監(jiān)測結(jié)果(涇河13井長8油層)

表5 涇河13井長8油層生產(chǎn)情況

涇河13井長8油層壓裂施工結(jié)束后，采用快速排液的方式進行放噴、抽汲。試油期間，日產(chǎn)液量為27.9 m3，日產(chǎn)油量為4.5 m3，投產(chǎn)期間(共計17 d)，日產(chǎn)液量為25.8 m3，日產(chǎn)油量為11.18 m3，試獲原油514.51 m3，壓裂改造取得了較好的效果。

4 結(jié) 語

(1) 通過縫網(wǎng)壓裂設計參數(shù)(如施工排量、平均砂比、加砂量、前置液比例等)的優(yōu)化設計解決了儲層物性差等缺點，為油田建產(chǎn)、增產(chǎn)乃至穩(wěn)產(chǎn)提供了保障。

(2) 壓裂施工過程中，通過造長縫以溝通遠端更多的天然裂縫，使遠端的物質(zhì)能量能夠快速滲流到井筒。壓裂施工結(jié)束后，采用快速排液的方式進行放噴、抽汲，獲得了很好的改造效果。

(3) 針對淺層壓裂改造易形成水平縫，且水平縫會影響壓裂改造效果的問題，通過優(yōu)化縫網(wǎng)壓裂工藝技術體系，能夠滿足現(xiàn)場壓裂施工需要。從現(xiàn)場實施效果來看，區(qū)塊取得了較好的改造效果，水平井縫網(wǎng)壓裂工藝對淺層低滲油藏的高效開發(fā)具有重要意義。

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Application of Network Fracturing for Horizontal Well of Low Permeability Reservoir in E′nan Area

GAOShang1LIUChanglong1TAOPeng2WANGJinchang3

(1.Bohai Oil Research Institute of Tianjin Branch, CNOOC, Tianjin 300452, China; 2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 3.Research Institute of Engineering Technology of Huabei Branch of Sinopec, Zhengzhou 450006, China)

The hydraulic fracturing technology can barely be adopted in the multi-stage fractured horizontal wells in South Hubei, because there exists complex fracture morphology. After vertical well fracturing, low productivity is shown, and horizontal seam form easily. This research carries on network fracturing for horizontal well by optimizing the construction parameters, such as construction displacement, average sand ratio, sand rate, proportion of liquid front, etc. Field application of Jinghe 13 well of Chang 8 reservoir illustrates that the joint network is formed after fracturing and the correctness of joint network fracturing operation is verified in practice. The successful field application of this technology better solves the problem of forming horizontal seam easily in the low permeability sandstone reservoir, and achieves a technological breakthrough of network fracturing for horizontal well in South Hubei.

low permeability oil reservoir; horizontal well; network fracturing technology; parameter optimization

2016-11-03

國家自然科學基金項目“頁巖氣低成本高效鉆完井技術基礎研究”(U1262209)；“十二五”國家科技重大專項“特殊結(jié)構(gòu)井鉆完井工藝技術”(2011ZX05045)

高尚(1983 — )，男，碩士，工程師，研究方向為油田開發(fā)。

TE357.1

A

1673-1980(2017)03-0043-05